Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО "ТГК-9" с Изменением № 1, 38444-13

Назначение

Настоящее описание типа системы информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии автоматизированной Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» с Изменением № 1 (далее АИИС КУЭ ПТЭЦ-9) является дополнением к описанию типа системы информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии автоматизированной Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК -9», Сертификат об утверждении типа Яи.Б.34.005.А № 32470, регистрационный № 38444-08, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 56, 67 -77.

АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной отдельными технологическими объектами Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 решает следующие задачи:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;

-    периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ПТЭЦ-9;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ПТЭЦ-9;

-    автоматическое ведение системы единого времени в АИИС ПТЭЦ-9 (коррекция времени).

АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - совокупность информационно-измерительных комплексов точек измерения, которые состоят из приборов учета - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S, 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и 0,5, 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реак-

Лист № 2 Всего листов 8

тивной электроэнергии указанных в таблице 2 (12 точки измерений), и соединяющие их измерительные цепи;

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ -3000, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания;

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Энергосфера», коммуникационное оборудование, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспечения электропитания.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Вычисления проводятся без учета коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование унифицированных сигналов в значения измеряемых величин, получение данных, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенному каналу передачи данных через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени на базе GPS-приемники, входящие в состав УСПД «ЭКОМ-3000» Главного Щит Управления (УСПД ГЩУ) и УСПД «ЭКОМ-3000» Парогазовой установки (УСПД ПГУ), таймер УСПД ГЩУ, таймер УСПД ПГУ, сервера БД и счетчиков. Время УСПД ГЩУ синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД ГЩУ осуществляет коррекцию времени сервера АИИС КУЭ и счетчиков. Сличение времени сервера АИИС КУЭ с временем УСПД ГЩУ осуществляется каждые 2 мин, корректировка времени сервера производится при расхождении времени сервера и УСПД ГЩУ ± 2 с. Сервер АИИС КУЭ осуществляет коррекцию времени УСПД ПГУ. Сличение времени УСПД ПГУ с временем сервера АИИС КУЭ осуществляется каждые 2 мин, корректировка времени УСПД ПГУ производится при расхождении времени УСПД ПГУ и сервером ± 2 с. Сличение времени счетчиков электроэнергии с временем УСПД ГЩУ осуществляется каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков производится при расхождении с временем УСПД ГЩУ ± 3 с, но не чаще 1 раз в сутки. Погрешность СОЕВ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 используется комплекс программно-технический измерительный (ПТК) «ЭКОМ», регистрационный № 19542-05, представляющий собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО указанное в таблице 1. ПК

Лист № 3 Всего листов 8

«Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых из УСПД ИВКЭ в ИВК по интерфейсу Ethernet, является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010). Метрологические характеристики (МХ) ПТК «ЭКОМ» учтены в метрологических характеристиках ИК системы, таблица 2.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ПТЭЦ-9 и их основные метрологические характеристики

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая).

Лист № 5 Всего листов 8

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3.    Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4.    Рабочие условия:

-    параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02 - 1,2) 1ном;

-    допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 70 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 55 °С; для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для I=0,02 1ном cosj = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7.    В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в - не более 168 ч;

-    УСПД ЭКОМ 3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 24 ч;

-    - ИВК - коэффициент готовности - не менее 0,99; среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.

-    Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    выключение и включение УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

Лист № 6 Всего листов 8

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова нии:

-    электросчетчик;

-    УСПД;

-    сервер.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерения приращений электроэнергии на интервалах 3 мин; 30 мин; 1 сутки (функция автоматизирована);

-    сбор результатов измерений - 1 раз в сутки (функция автоматизирована). Глубина хранения информации:

-    электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

-    сервер БД - 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии по всем точкам измерений не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии автоматизированную Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» с Изменением № 1.

Комплектность

Комплектность системы информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии автоматизированной Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» с Изменением № 1 приведена в формуляре № 402.1.03.ЭТ ПФ.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки».

Поверка

осуществляется по документу МП 38444-13 «Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 30 сентября 2013 г.

Средства поверки измерительных компонентов:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 и/или по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - по методике поверки «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП». утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009г.

Всего листов 8

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в паспорте-формуляре на систему информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии автоматизированную Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» № 402.1.03.ЭТ ПФ.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии автоматизированной Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» с Изменением № 1

ГОСТ 1983-2001    «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001    «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

ГОСТ 34.601-90    «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». ГОСТ 22261-94    «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.